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[河北] 河北试点售电侧改革,配售电企业开展特许经营

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发表于 2018-4-16 12:01:54 | 显示全部楼层 |阅读模式
本帖最后由 jamsren 于 2018-4-16 17:16 编辑

昨日下午,国家发改委官网公布《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于同意河北省开展售电侧改革试点的复函》(全文附后)。


和其他售电侧改革省份方案相比,河北方案对增量配网做了详细规定:
社会投资方与当地政府签署配网投资意向后,可向省发展改革委申请增量配网投资业务。获得批复后,由投资方组织成立拥有配电网经营权的售电公司。配售电企业与当地政府签订特许经营协议(壹条能注:2015年4月,国家发改委官网发布《基础设施和公用事业特许经营管理办法》自2015年6月1日起施行,点文末阅读原文可下载),并按当地配网规划开展区域内的配电网建设。对于历史形成的国网河北省电力公司和冀北电力有限公司以外的存量配电资产,视同增量配电业务,并按实际电网覆盖范围确定配电区范围。


当地政府要加强配网统筹规划,增强规划的透明度和公众参与度,配网建设必须严格按照规划有序组织实施。配售电企业要与上一级电网企业签署并网协议。允许配售电企业经营区域整体参与直接交易。



配售电企业营业区域内,新增电力用户向配售电企业提交用电报装申请。配售电企业应为用户高效办理电网接入手续。任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。


此外值得注意的是,方案提出,根据不同层次的配售电企业类别,探索交易保证金制度,防范售电业务违约风险。9月9日,湖南省能监办发布《湖南省电力中长期交易规则(试行)》征求意见稿中提出:第七十八条 【保证金制度】售电公司代理交易须缴纳交易额的2-5%的保证金,批发交易须缴纳交易额5-10%的保证金。具体实施细则由交易机构制定,并报监管机构和政府有关部门备案。详情可戳壹条能之前报道:同学们,史上最活跃的售电玩法即将在湖南上演啦


壹条能梳理了河北省相关电力信息如下:
用电结构
2016年1-5月份,河北省全社会用电量累计1296亿千瓦时,其中,南网732.1亿千瓦时,同比增长4.84%,北网563.9亿千瓦时,同比增长-1.94%。全行业用电累计1139亿千瓦时。其中,第一、二、三产业用电量分别为40.5、928.1、170.5亿千瓦时,城乡居民生活用电156.9亿千瓦时,工业用电量914.3亿千瓦时,同比增长-1.55%。
市场交易
2016年8月15日,河北省发展和改革委员会印发《河北省电力直接交易实施方案(试行)》,根据方案,电力直接交易在南网、北网分别开展,总交易电量规模原则上按当年全社会用电量的一定比例安排,并每年增加。



其中,河北电力交易中心负责南网电力交易相关工作;冀北电力交易中心负责北网电力交易相关工作,在国家有明确意见并建立相应交易机构后按国家有关规定执行


欲了解更多交易机构信息,可看壹条能之前独家报道:重磅 | 京津唐直接交易开闸,交易机构成焦点


8月23日河北省发改委、华北能监局印发《河北南部电网电力直接交易规则(试行)》,8月31日,2016河北南部电网电力直接交易工作启动会在石家庄召开,标志河北省电力直接交易正式实施。



9月初,河北省发改委公布了《关于河北北部电网电力直接交易工作有关事项的通知》,首批参与冀北地区电力直接交易的符合准入条件的共133家,发电企业15家(共37台机组)。直接交易电量上限不超过去年下半年用户用电量的55%左右。


电价水平





政府政策
2016年3月,《河北省人民政府关于降低实体经济企业成本若干政策的通知》要求:

降低用电成本。落实国家电价政策,下调一般工商业电价,冀北、冀南电网分别下调3.10分/千瓦时和3.09分/千瓦时,减轻中小微企业负担。推行大用户直购电试点。积极推进电力交易平台建设,加快推进供购电企业市场化交易,选取一批符合产业政策的工业用电企业开展大用户直购电试点,有序扩大市场化交易电量比例。鼓励支持余压余热回收利用自发电企业实施电力上网和就近售电。


河北省《关于推进价格机制改革的实施意见》要求:推进电力价格改革。按照“管住中间、放开两头”的总体思路,有序放开上网电价和公益性以外的销售电价,电网输配价格实行政府定价。争取2016年我省纳入国家输配电价改革试点范围,合理制定电网输配价格。在放开竞争性环节电价前,完善煤电价格联动机制和标杆电价体系,使电力价格更好地反映市场需求和成本变化。简化销售电价分类,缩小大工业电价与一般工商业电价价差,逐步实现以用电负荷特性为主的销售电价分类模式。实现农业生产到户电价同网同价。妥善处理交叉补贴,确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对稳定。


《河北省人民政府办公厅 关于深入推进“互联网+流通”行动 计划的实施意见》提出:工商业用电实行同网同价。商贸流通企业和餐饮服务业中的商场(超市、门店)、餐饮店(馆)和宾馆用户,以及农产品批发市场、农贸市场、农产品冷链物流的冷库用电,暂不执行峰谷电价(自愿选择执行峰谷电价的用户除外)。允许大型商贸企业参与电力直接交易,商贸企业购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金及附加和政策性交叉补贴组成。市场交易价格由用户与发电企业或售电主体通过协商、市场竞价等方式自主确定。鼓励大型商业超市、宾馆服务业采用电蓄热、电蓄冷设备,其设备低谷用电享受“双蓄”电价。
国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于
同意河北省开展售电侧改革试点的复函

发改办经体[2016]2131号

河北省发展改革委:
  报来《河北省发展和改革委员会关于呈报河北省售电侧改革试点实施方案的请示》(冀发改能源〔2016〕964号)收悉。经研究,现函复如下:
  一、同意河北开展售电侧改革试点。原则同意你省对试点工作的总体考虑。经征求有关部门意见汇总修改形成的《河北省售电侧改革试点方案》附后。
  二、加强组织领导,细化试点方案。请你省加强对售电侧改革试点工作的组织领导,建立健全工作体系和工作机制,明确牵头单位和相关部门职责分工。按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号,以下简称中发9号文件)和《关于推进售电侧改革的实施意见》精神,结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点,规范售电侧市场主体准入与退出机制,多途径培育售电侧市场竞争主体,健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,并在试点基础上及时总结经验,尽快扩大改革覆盖面。
  三、把握改革方向,规范推进试点。售电侧改革社会关注度高、影响面广、情况复杂,试点地区要坚持正确的改革方向,确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点,防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持三条原则:一是坚持市场定价的原则,避免采取行政命令等违背改革方向的办法,人为降低电价;二是坚持平等竞争的原则,发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的,应当符合规划,履行社会责任,按规定承担国家依法合规设立的政府性基金,以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费;三是坚持节能减排的原则,对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业,不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。

  四、稳妥推进改革,确保电力安全。试点地区要建立问题发现和纠错机制,切实防范试点过程中可能出现的风险,灵活应对试点工作中出现的问题,保证电网安全,保障民生用电。国家能源局华北监管局和省级政府电力管理部门要依据相关法律法规,对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管,依法查处违法违规行为。加强与电网企业、发电企业等相关方面的协调沟通,搞好工作衔接,形成工作合力,重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议(电力专题),确保改革顺利进行。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查,共同做好试点工作。

  附件:河北省售电侧改革试点方案
国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2016年9月29日

附件

河北省售电侧改革试点方案

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及相关配套文件精神,积极推进我省售电侧改革试点工作,制定本方案。


一、指导思想和基本原则(一)指导思想
在中发 9 号文件及电力体制改革配套文件的框架下,建立有效竞争的市场体系,优化能源资源配置。向社会资本放开售电业务,多途径培育售电侧市场竞争主体,使用户拥有选择权,提升售电服务质量和用户用能水平。向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务,鼓励以混合所有制方式发展配电业务,促进配电网建设发展和提高配电网运营效率。


(二)基本原则坚持市场方向。培育售电业务主体、增量配电业务主体,进一步引入市场竞争,完善电力市场运行机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用,鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。

坚持安全高效。落实电网供电安全的保底责任,优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业,以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。

坚持改革创新。建立以注册服务代替行政许可的售电业务市场准入机制。整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术,向用户提供智能综合能源服务,提高服务质量和水平。

完善监管机制。建立规范的购售电交易机制和完善的监管组织体系,保证电力市场公平开放,对市场主体和电网输配等自然垄断环节严格监管。


二、实施路径
有序放开售电业务,鼓励社会资本成立售电公司开展售电业务。选择条件适宜的区域向社会资本放开增量配电业务,培育拥有配电网运营权的售电公司。允许用户自由选择售电公司进行交易或与发电企业直接交易,不参与交易的用户,由电网企业提供保底服务并执行政府定价。


三、售电侧主体及其业务(一)电网企业
电网企业是指拥有输电网、配电网运营权,承担其供电营业区保底供电服务的企业,履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务,保障基本供电;无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放,向市场主体提供输配电服务,公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息;在保证电网安全运行的前提下,按照有关规定收购分布式电源发电;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作;按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴),代国家收取政府性基金及附加;按照交易中心出具的结算依据,承担市场主体的电费结算责任,保障交易电费资金安全。社会资本投资增量配电网绝对控股的,即拥有配电网运营权,同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利,并履行相同的责任和义务。



(二)售电公司
售电公司分三类,第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网,拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司,不拥有配电网运营权,不承担保底供电服务。

售电公司以服务用户为核心,以经济、优质、安全、环保为经营原则,实行自主经营,自担风险,自负盈亏,自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有该配电网经营权,并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户,供水、供气、供热、发电公司等公共服务行业,节能服务公司等在工商部门申请业务范围增项的,均可从事市场化售电业务。

(三)用户
符合市场准入条件的电力用户,可以直接与发电公司交易,也可以自主选择与售电公司交易,或选择不参与市场交易。


四、售电公司的管理(一)准入条件1.按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册,具有独立法人资格。2.资产要求:(1)资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的,可以从事年售电量 6 至 30 亿千瓦时的售电业务。(2)资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的,可以从事年售电量 30 至 60 亿千瓦时的售电业务。(3)资产总额在 2 亿元人民币以上的,不限制其售电量。(4)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 20%。3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所,以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。



(二)准入程序
1.符合准入条件的售电公司可自主选择电力交易机构注册,获取交易资格。2.售电公司办理注册时,应按固定格式签署信用承诺书,并向电力交易机构提交以下资料:营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证(供电类)等相关资料。3.接受注册后,电力交易机构应通过“信用中国” (www.creditchina.gov.cn)等政府指定网站,将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示,公示期为 1 个月。4.公示期满无异议的售电公司,注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录,实行动态管理并向社会公布。5.公示期间存在异议的售电公司,暂不纳入自主交易市场主体目录,在交易机构的注册暂不生效,售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的,由省发展改革委或华北能源监管局核实处理。6.电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向华北能源监管局、省发展改革委和政府引入的第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。7.售电公司注册信息发生变化时,应在5个工作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股东等有重大变化的,售电公司应再次予以承诺、公示。


(三)退出程序
1.有下列情形之一的,应强制退出市场并注销注册:一是隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场,且拒不整改的;二是严重违反市场交易规则,且拒不整改的;三是依法被撤销、解散,依法宣告破产、歇业的;四是企业违反信用承诺且拒不整改或信用评级降低为不适合继续参与市场交易的;五是被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理,并被纳入严重失信主体“黑名单”的;六是法律、法规规定的其他情形。
2.售电公司被强制退出,其所有已签订的但尚未履行的购售电合同由省发展改革委征求合同购售电各方意愿,通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网公司保底供电,并处理好其他相关事宜。3.售电公司自愿退出售电市场的,应提前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让,并处理好相关事宜。4.拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时,应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务,由电网公司接收并提供保底供电服务。5.电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后,应通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日,公示期满无异议的,方可办理退出市场手续。省发展改革委在确认售电公司符合强制退出条件后,应通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日,公示期满无异议的,方可对该售电公司实施强制退出。6.电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除,同时注销市场交易注册,向华北能源监管局、省发展改革委和政府引入的第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。



五、增量配网的投资和运营
鼓励社会资本有序投资、运营增量配网。社会投资方与当地政府签署配网投资意向后,可向省发展改革委申请增量配网投资业务。获得批复后,由投资方组织成立拥有配电网经营权的售电公司(以下简称配售电企业)。配售电企业与当地政府签订特许经营协议,并按当地配网规划开展区域内的配电网建设。对于历史形成的国网河北省电力公司和冀北电力有限公司以外的存量配电资产,视同增量配电业务,并按实际电网覆盖范围确定配电区范围。
当地政府要加强配网统筹规划,增强规划的透明度和公众参与度,配网建设必须严格按照规划有序组织实施。配售电企业要与上一级电网企业签署并网协议。允许配售电企业经营区域整体参与直接交易。
配售电企业营业区域内,新增电力用户向配售电企业提交用电报装申请。配售电企业应为用户高效办理电网接入手续。任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。
配售电企业应客观及时地公开相关区域内 10 千伏至110千伏电力设施线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔数量、已批复待接入容量、实际接入容量等基本情况。配售电企业应向其他售电企业公平开放其配电网。
配售电企业无法履行基本社会责任时,由省发展改革委指定其他电网企业代为履行。



六、交易要求
市场交易主体可以自主双边交易,也可以通过交易机构集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。市场交易主体应依规签订电网公司参与的交易合同,明确相应的权利义务关系,约定交易、服务等事项。交易合同和交易结果应向交易机构、省发展改革委、华北能源监管局备案。


交易机构负责交易组织,提供结算依据和服务。电网企业负责收费、结算,代收政府性基金及附加,并按合同规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。
当售电公司终止经营或无力提供售电服务时,电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下,按照合同规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电。



七、交易价格及方式
放开的发用电计划电量通过市场交易形成价格,未放开的发用电计划电量执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。
配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。向配电区域外电源购电的,购电价格由发电企业的交易价格、对应配电网电压等级的输电价格(含线损和政策性交叉补贴)、配电价格以及政府性基金及附加等四部分组成。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格,由发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格,配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含线损和政策性交叉补贴)、配电网的配电价格,以及政府性基金及附加组成;居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电,继续执行河北省的目录销售电价。
配电区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加,由配电公司代收、省级电网企业代缴。暂未核定输配电价的地区,可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

增量配电区域的配电价格由河北省价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定,并报国家发展改革委备案。配电价格核定前,暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。妥善处理电价交叉补贴,过渡期间由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额,也可由省级价格主管部门明确过渡期标准或处理方式,纳入下一步输配电价改革统筹平衡。
按照国家有关要求,在推进用户与发电企业直接交易的同时,支持售电主体参与交易。允许配售电企业经营区域整体参与交易,鼓励售电公司向用户和发电企业提供增值服务。根据交易需要,用户、配售电企业、售电公司、电网公司、发电企业之间可采取多种方式签订交易合同。电网企业的售电公司和拥有配电网运营权的售电公司,可向其供电的用户收费并开具电费发票,独立的售电公司,保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。



八、保障措施
(一)加强组织领导。省深化电力体制改革领导小组办公室密切跟踪试点动态,协调解决改革工作中存在的问题,对售电侧改革工作总体情况及时进行总结,宣传典型做法,推广成功经验。各地方政府加强领导,建立健全工作机制,全面负责本地区改革试点工作,改革试点情况及时总结上报。


(二)推进信用体系建设。建立信息公开机制和市场主体信用评价机制,省发展改革委会同华北能源监管局定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息,并依据企业履约情况等市场行为,建立市场主体信用评价制度,评价结果向社会公示。


(三)强化市场监管。华北能源监管局会同省发展改革委进一步完善市场监管体系,及时研究、分析电力交易情况和信息,公布违反规则的行为。制定适用于配售电市场不同业务形态的交易合同范本、用户并网技术协议范本等,规范市场主体交易行为。根据不同层次的配售电企业类别,探索交易保证金制度,防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况下,政府可对市场进行强制干预。



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